RU2018111283A - Прогнозирование высокотемпературного осаждения асфальтенов - Google Patents
Прогнозирование высокотемпературного осаждения асфальтенов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2018111283A RU2018111283A RU2018111283A RU2018111283A RU2018111283A RU 2018111283 A RU2018111283 A RU 2018111283A RU 2018111283 A RU2018111283 A RU 2018111283A RU 2018111283 A RU2018111283 A RU 2018111283A RU 2018111283 A RU2018111283 A RU 2018111283A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- hydrocarbon fluids
- content
- ratio
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 33
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 32
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 32
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 32
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 27
- 238000011109 contamination Methods 0.000 claims 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims 5
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 1
- 230000003278 mimic effect Effects 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 claims 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G75/00—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general
- C10G75/04—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general by addition of antifouling agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G75/00—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N17/00—Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light
- G01N17/008—Monitoring fouling
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2823—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Biodiversity & Conservation Biology (AREA)
- Ecology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Environmental Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Claims (27)
1. Способ определения зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов углеводородной текучей среды, причем вышеупомянутый способ предусматривает:
разделение множества углеводородных текучих сред на подгруппы на основании отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности;
определение порогового содержания легких парафинов для каждой из подгрупп, причем вышеупомянутое пороговое содержание легких парафинов представляет собой содержание легких парафинов углеводородных текучих сред в точке, в которой тенденция к загрязнению углеводородных текучих сред превышает порог загрязнения; и
определение зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов.
2. Способ по п. 1, в котором текучая среда разделена по меньшей мере на 3 подгруппы.
3. Способ по п. 1, в котором каждая подгруппа содержит по меньшей мере 2 углеводородные текучие среды.
4. Способ по п. 1, в котором каждая из подгрупп имеет диапазон вплоть до 0,1 единицы отношения.
5. Способ по п. 1, причем способ предусматривает измерение тенденции к загрязнению углеводородных текучих сред.
6. Способ по п. 5, в котором тенденция к загрязнению углеводородных текучих сред определена посредством измерения массы отложений, производимых углеводородными текучими средами, или посредством наблюдения изменения теплообмена с углеводородными текучими средами в результате отложений.
7. Способ по п. 5, в котором тенденция к загрязнению углеводородных текучих сред определена посредством помещения углеводородных текучих сред в условия, которые имитируют воздействие нефтепереработки на углеводородные текучие среды.
8. Способ по п. 5, в котором тенденция к загрязнению углеводородных текучих сред определена посредством осуществления исследований в имитаторе процессов в горячих жидкостях.
9. Способ по п. 1, в котором содержание легких парафинов углеводородных текучих сред принято равным содержанию легких дистиллятов углеводородной текучей среды.
10. Способ по п. 1, в котором содержание легких парафинов углеводородной текучей среды принято равным содержанию парафинов С1-4, С1-5, C1-6, С1-7, С1-8, С1-9 или С1-9 углеводородной текучей среды.
11. Способ по п. 1, причем способ предусматривает измерение растворяющей способности углеводородных текучих сред.
12. Способ по п. 11, в котором растворяющая способность углеводородных текучих сред оценена с использованием характеристического фактора К.
13. Способ по п. 1, причем способ предусматривает измерение критической растворяющей способности множества углеводородных текучих сред.
14. Способ по п. 13, в котором критическая растворяющая способность углеводородных текучих сред измерена посредством титрования углеводородных текучих сред осадителем.
15. Способ по п. 1, в котором углеводородные текучие среды представляют собой сырые нефти или смеси сырых нефтей.
16. Способ по п. 15, в котором смеси сырых нефтей представляют собой смеси относительно тяжелой сырой нефти и относительно легкой сырой нефти.
17. Способ определения того, будет ли углеводородная текучая среда проявлять приемлемый уровень загрязнения, причем вышеупомянутый способ предусматривает:
(a) измерение отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности и содержания легких парафинов углеводородной текучей среды;
(b) на основании содержания легких парафинов углеводородной текучей среды прогнозирование отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности, при котором углеводородная текучая среда будет находиться ниже порога загрязнения, с использованием зависимости, определяемой по любому из пп. 1-16; и
(c) сравнение отношения, измеряемого на стадии (а), с отношением, прогнозируемым на стадии (b), для определения того, будет ли углеводородная текучая среда проявлять приемлемый уровень загрязнения.
18. Способ уменьшения осаждения асфальтена из углеводородной текучей среды на нефтеперерабатывающем заводе, причем вышеупомянутый способ предусматривает:
определение того, будет ли углеводородная текучая среда проявлять приемлемый уровень загрязнения, с применением способа по п. 17; и
если да, направление углеводородной текучей среды на нефтеперерабатывающий завод, а если нет, дополнительное смешивание углеводородной текучей среды для увеличения отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности.
19. Способ по п. 18, в котором осаждение асфальтенов уменьшено на поверхности теплообменников на нефтеперерабатывающем заводе.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201562212790P | 2015-09-01 | 2015-09-01 | |
| US62/212,790 | 2015-09-01 | ||
| PCT/US2016/047311 WO2017040043A1 (en) | 2015-09-01 | 2016-08-17 | Predicting high temperature asphaltene precipitation |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018111283A true RU2018111283A (ru) | 2019-10-04 |
| RU2018111283A3 RU2018111283A3 (ru) | 2019-12-09 |
| RU2732015C2 RU2732015C2 (ru) | 2020-09-10 |
Family
ID=56852409
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018111283A RU2732015C2 (ru) | 2015-09-01 | 2016-08-17 | Прогнозирование высокотемпературного осаждения асфальтенов |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10344229B2 (ru) |
| EP (1) | EP3344991B1 (ru) |
| CN (1) | CN107923900B (ru) |
| CA (1) | CA2996953C (ru) |
| ES (1) | ES2898906T3 (ru) |
| RU (1) | RU2732015C2 (ru) |
| WO (1) | WO2017040043A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA201801296B (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11572780B2 (en) * | 2019-05-07 | 2023-02-07 | The University Of Tulsa | Paraffin inhibitor performance |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU151861A1 (ru) * | 1961-10-27 | 1961-11-30 | А.П. Лизогуб | Прибор дл определени содержани парафина в нефтепродуктах |
| US4671103A (en) * | 1985-04-08 | 1987-06-09 | Exxon Chemical Patents Inc. | Method for determining crude oil fouling by high performance liquid chromatography |
| US4762797A (en) * | 1986-04-08 | 1988-08-09 | Exxon Chemical Patents Inc. | Method for determining the fouling tendency of hydrocarbons |
| US4853337A (en) * | 1987-05-11 | 1989-08-01 | Exxon Chemicals Patents Inc. | Blending of hydrocarbon liquids |
| US5871634A (en) * | 1996-12-10 | 1999-02-16 | Exxon Research And Engineering Company | Process for blending potentially incompatible petroleum oils |
| US7618822B2 (en) * | 2002-12-19 | 2009-11-17 | Bp Corporation North America Inc. | Predictive crude oil compatibility model |
| US7901564B2 (en) * | 2006-08-21 | 2011-03-08 | Exxonmobil Research & Engineering Company | Mitigation of refinery process unit fouling using high-solvency-dispersive-power (HSDP) resid fractions |
| RU2333476C1 (ru) * | 2006-12-28 | 2008-09-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения содержания парафинов и асфальтенов в нефти |
| US8440069B2 (en) * | 2007-08-06 | 2013-05-14 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Methods of isolating and using components from a high solvency dispersive power (HSDP) crude oil |
| WO2011113017A2 (en) | 2010-03-11 | 2011-09-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for predicting fouling tendencies of hydrocarbon containing feedstocks |
| JP2014532110A (ja) * | 2011-10-19 | 2014-12-04 | エムイージー エナジー コーポレイション | 炭化水素の溶剤脱瀝の改善された方法 |
-
2016
- 2016-08-17 CN CN201680050690.9A patent/CN107923900B/zh active Active
- 2016-08-17 ES ES16759921T patent/ES2898906T3/es active Active
- 2016-08-17 RU RU2018111283A patent/RU2732015C2/ru active
- 2016-08-17 EP EP16759921.6A patent/EP3344991B1/en active Active
- 2016-08-17 CA CA2996953A patent/CA2996953C/en active Active
- 2016-08-17 US US15/239,034 patent/US10344229B2/en active Active
- 2016-08-17 WO PCT/US2016/047311 patent/WO2017040043A1/en active Application Filing
-
2018
- 2018-02-26 ZA ZA2018/01296A patent/ZA201801296B/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2732015C2 (ru) | 2020-09-10 |
| US20170058217A1 (en) | 2017-03-02 |
| WO2017040043A1 (en) | 2017-03-09 |
| ZA201801296B (en) | 2019-01-30 |
| US10344229B2 (en) | 2019-07-09 |
| CN107923900A (zh) | 2018-04-17 |
| CA2996953C (en) | 2023-01-03 |
| CA2996953A1 (en) | 2017-03-09 |
| EP3344991B1 (en) | 2021-10-20 |
| RU2018111283A3 (ru) | 2019-12-09 |
| EP3344991A1 (en) | 2018-07-11 |
| ES2898906T3 (es) | 2022-03-09 |
| CN107923900B (zh) | 2020-09-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Chi et al. | Investigation of inhibitors efficacy in wax deposition mitigation using a laboratory scale flow loop | |
| Valinejad et al. | An experimental design approach for investigating the effects of operating factors on the wax deposition in pipelines | |
| Rao et al. | Gas hydrate deposition on a cold surface in water-saturated gas systems | |
| Sivakumar et al. | Flow improvers for assured flow of crude oil in midstream pipeline-A review | |
| Zhu et al. | Effect of thermal treatment temperature on the flowability and wax deposition characteristics of changqing waxy crude oil | |
| Zheng et al. | Effects of operating conditions on wax deposit carbon number distribution: theory and experiment | |
| Diaz‐Bejarano et al. | A new dynamic model of crude oil fouling deposits and its application to the simulation of fouling‐cleaning cycles | |
| Gawas et al. | Study on inhibition of high-molecular-weight paraffins for South Eagle Ford condensate | |
| CN105885925A (zh) | 一种用于重劣质原油的复合型破乳剂 | |
| RU2018111283A (ru) | Прогнозирование высокотемпературного осаждения асфальтенов | |
| BR112019021352B1 (pt) | Método para determinar e mitigar o risco de formação de cera de uma composição de hidrocarboneto, método para reduzir os riscos de formação de cera e sistema para uso de análise preditiva no gerenciamento de um processamento de hidrocarbonetos para determinar e mitigar a formação de cera | |
| Palermo et al. | Development of multifunctional formulations for inhibition of waxes and asphaltenes deposition | |
| CN106556685A (zh) | 一种重质船用燃料油储存稳定性的快速检测方法 | |
| Wang et al. | A practical method for anticipating asphaltene problems | |
| CN204649732U (zh) | 馏分燃料油氧化安定性测定用金属浴 | |
| CN111378506A (zh) | 阻垢剂及其制备方法 | |
| US11021656B2 (en) | System and method to mitigate fouling during a hydrocarbon refining process | |
| Taghizadeh et al. | Improved correlations for prediction of viscosity of Iranian crude oils | |
| Kar et al. | Mitigation of Paraffinic Wax Deposition and the Effect of Brine | |
| Sulaimon et al. | Wax and asphaltene deposition tendency of malaysian crude oils | |
| Jiang et al. | Design and optimization method of quench system in ethylene plant | |
| CN104342258B (zh) | 高燃点电气绝缘油及其用途 | |
| RU2018111103A (ru) | Прогнозирование растворяющей способности легких нефтей | |
| Chikwe et al. | Effects of some treatment chemicals on the quality of a crude oil blend in Nigeria | |
| Kiyingi et al. | Petroleum Science |